CAUSA-RAÍZ DE LAS FALLAS POR CORROSIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN EN BLOQUE VII DE LA UNIDAD DE PRODUCCIÓN CEUTATRECO Autores: Osmel Aristóbulo Mavares Salazar, Matilde Fernández de Romero, Orlando Pérez Linares Expositor: Osmel Mavares Centro de Estudios de Corrosión. Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela. Telefax:+58-261-7598175. Petróleos de Venezuela (PDVSA) E-mail:
[email protected] RESUMEN El sistema de producción en Bloque VII de la Unidad de Producción Ceutatreco, ha presentado incremento en fallas por corrosión; aun cuando el sistema ha sido calificado como no agresivo por tener concentraciones de H 2S menores a 0,05 Psi (0,3 kPa). El objetivo de esta investigación fue determinar la causa raíz de las fallas, para tomar las acciones correctivas que disminuyan los impactos en producción y gastos asociados al reemplazo continuo de estos componentes. Para ello se aplicó la metodología causa-raíz, donde se realizó una revisión histórica de eventos no deseados, estableciendo como principales modos de fallas en el bloque, las inducidas en tuberías de completación de pozos y líneas sublacustres. Las hipótesis de fallas fueron verificadas mediante inspección visual, caracterización química del material, microscopía estereoscópica y electrónica de barrido, ensayos de dureza, microdureza, tracción e impacto, contaje de bacterias Sulfato Reductoras, revisión del diseño y procesos de instalación. Los resultados obtenidos indican que las fallas en tuberías de completación de pozos tienen origen en la fragilización por hidrógeno del acero API P-110, el cual presenta alta susceptibilidad al ataque por H 2S; y para las fallas en líneas sublacustres se identificó como principal causa la deficiencia en procesos de diseño, instalación y seguimiento de los Sistemas de Protección Catódica y la falta de controles de calidad en gabarras de instalación y reparación. Palabras Claves: Tuberías de completación, Corrosión Inducida por Hidrógeno, Líneas sublacustres, Interferencia Eléctrica. INTRODUCCIÓN La industria petrolera enfrenta una serie de complicaciones entre lo que destaca, los efectos de la corrosión en las instalaciones y los equipos industriales los cuales producen anualmente pérdidas que llegan a cifras importantes. En este sentido, uno de los principales problemas que afronta PDVSA son las fallas en sistemas de distribución distribució n y recolección de fluidos, manejo de agentes agentes contaminantes asociados al petróleo y deficiencias en el sistema de levantamiento artificial por Gas Lift [1]. En la Unidad de Producción Ceutatreco y Gerencias de Plantas de Gas asociadas, existe preocupación por las concentraciones de H 2S encontradas últimamente en el sistema, entre 10 y 30ppm, aunado a las repetidas pérdidas de producción por fallas en equipos, tales como; tuberías de completación de pozos partidas en zona de alta tensión y rupturas de líneas sublacustre de distribución de Gas y recolección multifásica. La norma norma NACE MR0175 [2], indica que para presiones parciales de H 2S inferiores a 0,05 Psi califica el proceso como poco agresivo; no obstante, el aumento de frecuencia de fallas y evidencias de corrosión ácida tales como, depósitos de Sulfuro de hierro y fallas en zonas de alta tensión residual, motivan un mayor análisis e investigación del medio. En esta investigación se realizó una revisión del sistema Yacimiento-Pozo-Instalaciones, con el objetivo de identificar los principales
mecanismos de corrosión, procedencia de gases ácidos, velocidades de los fluidos, formación de condensados y/o hidratos y sus efectos sobre las instalaciones aplicando la metodología Causa-Raiz [3], a fin de promover controles que mitiguen los daños ocasionados y crear un ambiente de trabajo seguro. ANTECEDENTES Los trabajos previos que dieron inicio a esta investigación fueron los siguientes: Para el año 2005 se estudió un caso de fallas en tuberías de completación del pozo VLG3897 (Informe clasificado de PDVSA: II-ICM-MBO-05-022), cuya principal conclusión fue que la fractura de la tubería se originó por concentradores de esfuerzo debido a impactos y defectos superficiales ocasionados posiblemente durante el traslado, manejo o instalación. En el año 2006 la empresa Stress Engineering Services INC, efectuó una evaluación de la fractura del extremo de un pin para una conexión de tubería tipo 533, Grado P-110, dimensiones 3- 1/2”, 9,3 Lbs/Pie de un pozo del bloque en estudio (Informe SES PN 115579). De acuerdo a la apariencia intergranular de la fractura, la cantidad de azufre detectada por el EDS y el olor a sulfuro de hidrógeno que se dio en la prueba con ácido clorhídrico sugiere que la falla ocurrió debido a la fragilización por hidrógeno que ocurrió por la exposición a sulfuro de hidrógeno. En el año 2008. Marjory Ferrer, Yudith López, Miladys Gutiérrez, Noelia Palma, José Baptista y Nelson Moreno. Realizaron el trabajo “ Análisis de potencialidad corrosiva en pozos ubicados en tierra de la U.E. Barua - Motatan y la U.E.. Moporo”. (Informe clasificado de PDVSA: INF-TEC-COM-08-009). En este estudio se concluyó que el gas asociado a los pozos evaluados presenta elevada potencialidad corrosiva motivado a la presencia de dióxido de carbono (CO 2). El gas asociado a los pozos evaluados no presenta la ocurrencia de corrosión bajo tensión (SSCC) por la presencia de sulfuro de hidrógeno (H 2S) debido a que la presión parcial de dicho gas se encuentran por debajo del criterio de la Norma Nace MR-01-75-REV2000 (Pp H2S 0,05 Lpca) y en algunos casos donde la presión parcial del H2S es superior 0,05 Lpca la temperatura de operación se encuentra por encima de los 150 ºF, condición que indica que en este caso en particular que no se espera este tipo de mecanismo de corrosión evaluado en el sistema. El índice de saturación (SI) del agua asociada a los pozos evaluados, estimado en función tanto de la temperatura de operación del sistema (100 °F) así como de los parámetros físicos químicos del agua bajo condiciones de equilibrio presenta tendencia incrustante, sin embargo; el criterio de severidad incrustante (0 < PTB <100) indica poca probabilidad de precipitación de carbonato de calcio (CaCO3) en el interior de las líneas y equipos del sistema.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN 1. Agresividad de los fluidos En el sistema de distribución de gas, la presión parcial de CO 2 se encuentra en un promedio de 120 Psi. El contenido promedio de agua medido en el bloque es de 3,1 ppm, representando una cantidad de 5,5x10 -4 BBL/MPCN inferior a lo contemplado por Srinivasan y Kane[4] de 2 BBL/MPCN, por lo que la corrosión es sustancialmente reducida. Al evaluar las concentraciones de H 2S en el área, para el sistema de distribución de gas se tienen presiones parciales inferiores a 0,05 Psi, lo que califica al sistema como poco agresivo según la referencia NACE MR-175 [2].\ 2
Los resultados del análisis del agua del bloque en cuestión, indican que bajo las condiciones actuales de operación, el agua asociada presenta tendencia poco incrustante a diferencia del condensado en planta cuya tendencia es no incrustante, con velocidades de corrosión simuladas a través del modelo Norsok M-506 [5], de 1 mpy. Para la evaluación del medio sublacustre fueron revisados los análisis físico-químicos realizados en aguas del Lago de Maracaibo de Bloque VII (Anexo A). En el cual se evidencia el alto contenido de oxígeno, sólidos y sales que hacen potencialmente corrosivo el medio sublacustre aún más que el agua del mar, tal como lo concluyen Hernández y Boscan [6]. El contaje de Bacterias Sulfato Reductoras sésiles realizado a través de la técnica de dilución seriada, evidencia crecimiento selectivo hasta 10 4 BSR sésiles/mL, lo que indica una intensa actividad bacteriana en el medio y en consecuencia directa, presencia de biomasa adheridas a las tuberías [7]. 2. Identificación de eventos significativos Se distinguieron los siguientes tipos de eventos: Fallas en tuberías de completación de pozos de tipo esporádico, con importantes pérdidas de producción y gastos por reparación con taladro y fallas de líneas sublacustres de tipo crónico, con alta frecuencia de ocurrencia y de apariencia normal y/o cotidiana. 3. Construcción de árbol de falla 3.1. Causa-Raíz de fallas en tuberías de completación. Con la finalidad de determinar las causas que originaron las fallas por fracturas en las tuberías de completación de pozos se realizó análisis a cinco testigos, clasificados para objeto de este trabajo de la como Pozo 1, 2, 3, 4 y 5. Todas las muestras recuperadas eran de grado API P-110 con fallas en zonas cercanas al colgador, zona de alta tensión. 3.1.1. Inspección Visual de las Caras de Fractura: De esta evaluación se obtuvieron los siguientes resultados; no se observaron pérdidas de espesor por corrosión uniforme; inicio y propagación de fractura frágil con culminación de forma dúctil típica de un acero de alta resistencia; daños mecánicos realizados por herramientas de ajuste mecánico y/o elevadores (Figura 1); origen de falla en cara del tubo expuesta al Gas Lift, tanto para pozos de producción por tubería como pozos de producción anular.
Figura 1. Macrofotografía del Pozo 4. Origen Nº1
muesca con marcas Chevron.
3.1.2. Caracterización química del material: Las tuberías de completación de pozos, son clasificadas bajo la especificación API 5CT [8], como Grado P110, esto se verificó con los ensayos de tracción mostrados en la sección 3.1.5. La especificación API considera que este tipo de acero no debe poseer contenidos de Fosforo y Azufre mayor al 0,03%, lo cual se 3
cumple en todas las muestras analizadas. En la sección 8 de la Norma NACE MR-175 indica que los aceros sin costura no deben exceder la concentración de azufre de 0,01%, por lo que normalmente se califica el tipo de acero manejado como no susceptible a HIC. 3.1.3. Ensayos de dureza en el material: Se aplicó el ensayo de dureza a las muestras de los cinco pozos, con resultado promedio de 32,8 HRC. En vista que la norma API- 5CT [8] califica sólo a ciertos grados por su dureza, es requerido el ensayo de tracción para la clasificación exacta. En la sección 3.2.1 de la norma NACE MR-175 [2] contempla que todo acero al carbono con contenidos de nickel menores a 1%, serán aceptables hasta un máximo de 22 HRC para trabajos en ambientes agrios. Considerando esta premisa se califica al acero grado P-110 susceptible al SSC y HIC, pudiéndose cumplir las excepciones contempladas por esta misma especificación para los aceros que operan a presiones parciales de H 2S inferiores a 0,05Psi, tales excepciones son las siguientes: En los aceros altamente susceptibles a la corrosión bajo tensión y fragilización por hidrógeno se pueden formar grietas. Cambios en las propiedades físicas y metalúrgicas del acero afectan inherentemente la resistencia al SSC y HIC, por lo que puede fragilizarse. Aceros de muy alta resistencia pueden sufrir HIC en ambientes acuosos sin H 2S. Sobre los 965Mpa (140.000 Psi) de resistencia a la fluencia, especial atención debe ser requerida en la composición del acero y durante los procesos de fabricación para asegurar que no exista SSC y HIC a presiones parciales de H2S inferiores a 0,05 Psi. Concentradores de esfuerzos aumentan el riesgo de formación de grietas.
3.1.4. Ensayo Metalográfico: Las metalografías realizadas muestran la microestructura del material de la tubería compuesta de fase martensítica indicativo de un tratamiento térmico de temple y revenido. No se observan defectos en el material que hayan influido en el tipo de falla observada. Las grietas observadas no presentan ramificaciones, algunas de tipo escalonadas, perpendiculares a los esfuerzos. 3.1.5. Ensayo de Tracción: Los resultados de resistencia a la fluencia fueron de 125,3 ksi y a la tracción de 135,1 ksi, lo cuales están dentro de lo especificado por la norma API 5CT (Tablas N° E-6 y E-7) [8], verificando que el material se encuentra en especificación. 3.1.6. Ensayo Charpy: Los resultados de tenacidad para probetas de 10x5 fueron de 71 Joule (comparados con los valores de la norma “PDVSA EM– 18 –00/05, tabla N° 4) [9], mostraron un aumento significativo de la capacidad de absorción de energía del tubo instalado en el pozo (aumento de tenacidad), esto se debe a que este material está sometido a constantes cargas durante el servicio. 3.1.7. Microscopía Electrónica de Barrido: De la microscopía Electrónica de Barrido realizada a las muestras de las tuberías falladas, se observó una gran cantidad de microgrietas intergranulares escalonadas, característico de HIC por formación de moléculas de H 2 y CH4, a partir de la difusión de hidrógeno atómico en el material y grietas escalonadas por la interconexión de las mismas (Figura 2).
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(A)
(B)
Figura 2 . Fotomicrografía de muestra de tubería (A) Microgrietas en origen de fractura 700X,
Pozo 5.(B) Grieta escalonada 33X,Pozo 3.
3.1.8. Verificación de concentraciones de H 2 S y CO 2: El gas asociado a los pozos presentan una presión parcial de CO2 comprendida en un rango de 82,5 a 116,25 Psi para un rango de presión de servicio de 1100 -1620 Psi. Estos valores representan una alta probabilidad de corrosión según los criterios predictivos establecidos por el Instituto Americano de Petróleo [10]. Sin embargo, a pesar de las altas presiones parciales de CO2 estimadas, no se evidenció la morfología característica, ni corrosión generalizada en los testigos que fallaron, adicionalmente el contenido de agua es muy bajo en el sistema (3,1 mg/L). A partir de la Pp H2S y el valor de pH estimado a través del Anexo D de la norma MR-175 [2], se determinó la susceptibilidad al HIC y SSC, de acuerdo con lo establecido en el criterio de regiones de la Norma NACE MR-175 [2], la condición analizada corresponde a la región 0 por debajo de las discontinuidades de la gráfica, que indica incertidumbre en el comportamiento de aceros en está región. 3.1.9. Evaluación del diseño mecánico de tuberías de completación: Al evaluar los esfuerzos de tensión aplicados a la sarta de completación, se pudo constatar que el diseño mecánico está dentro del rango de operación, permitiendo adicionalmente una tensión de trabajo promedio (Over pull) de 150 ksi. 3.1.10. Evaluación del proceso de instalación de tuberías de completación: Se evaluó el proceso de instalación de las completaciones de pozos, detectándose que los defectos en superficie son generalmente causados por los procesos de instalación, donde las llaves hidráulicas de enrosque y elevadores de tuberías causan los mayores defectos. Los ensayos de dureza y composición química de las mordazas indica que material de las cuñas es el adecuado para la sujeción de los tubos, dado que su resistencia y composición son similares a los del tubo API 5CT Grado P110 [8]. 3.1.11. Evaluación de pozo sin falla: Fue evaluada la tubería de completación de un pozo sin falla el cual posee un antecedente para el año 2006. Para la fecha del análisis la tubería tenía en servicio 1790 días, los resultados de la composición química y ensayos de dureza con promedio de 31,8 HRC, no presentan una diferencia considerable con respecto a los pozos que fallaron. Al aplicar tintes penetrantes, bajo los procedimientos homologados, no se observaron grietas que pudieran indicar inicios de falla. 3.1.12. Mecanismo de falla y redefinición de árbol de falla para tuberías de completación : Por requerimientos mecánicos el material utilizado en este tipo de completaciones involucra aceros 5
de alta resistencia, con dureza de 32,8 HRC y resistencia a la fluencia de 125 ksi, lo cual hace susceptible este tipo de material al trabajo en ambiente agrio. Las presiones parciales del H2S se encuentran ligeramente por debajo de 0,05 Psi, pero dentro del área de incertidumbre contemplado por la norma NACE MR-175 [2].Los análisis de microscopía electrónica de barrido, realizadas a las muestras de los testigos revelaron la formación de grietas escalonadas con morfología característica por HIC. Este fenómeno es particular de este tipo de material de alta resistencia, que es adicionalmente potenciado por la presencia de daños locales que actúan como concentradores de esfuerzos. Por lo antes planteado se define el árbol de falla para las tuberías de completación, tal como se describe en la Figura 3, donde se clasifica como Causa Raíz, la contaminación del sistema de producción con H2S y el uso de un material susceptible al HIC. Fallas en Completación de Pozos por HIC
Material Fuera de Especificación
Ambiente agresivo
Presencia de H2S
Diseño inapropiado
Inadecuados procesos de instalación
Falta de consideraciones metalúrgicas para HIC
Formación de entallas que actúan como concentradores de esfuerzos y propician la difusión del Hidrógeno
Material con dureza > 22HRC
Figura 3 . Árbol de Fallas para
Fallas de controles en proceso de izamiento e instalación de tuberías
Completación de Pozos
3.2. Causa-Raíz de Fallas en líneas sublacustres En función a la distribución de fallas evaluadas para el año 2009, la hipótesis de falla más probable es que las líneas sublacustres presenten problemas por Sistemas de Protección Catódica (SPC) ineficientes, debido a que las fallas se encuentran preferencialmente en las áreas sin protección. Con la finalidad de determinar las causas que originan las fallas en líneas de Gas Lift sublacustre se analizaron tres testigos, clasificados como Pozo A, B y C. La ubicación de las fallas indican problemas de interferencia eléctrica por cruces con otras líneas con SPC cercanos (Figura 4); sin embargo, los antecedentes de fallas no revelan problemas previos en estas áreas. 3.2.1 Inspección Visual: Las morfologías del daño por corrosión evaluadas muestran una picadura limpia de geometría circular la cual disminuye su diámetro a medida que se aproxima a la superficie interna de la tubería en forma de un cono truncado (Figura 5). Esta misma morfología fue evidenciada en análisis de falla de los pozos LL-3757 [11] y UD-624 [12], lo que indica que la falla es inducida por interferencia eléctrica, específicamente en la zona donde se presenta daño del revestimiento.
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Figura 4.
Diagrama de planta, falla de línea sublacustre. Pozo B
Figura 5 . Macrofotografía de muestra de línea
del Pozo A y B con orificio de geometría circular y pasante.
3.2.2. Evaluación de espesores de pared: Al evaluar los espesores de pared se encontró uniformidad en la geometría de la tubería, sin pérdida de espesor por corrosión interna. Comparando el espesor medido con la Tabla 1 de la norma ASME B36.10M-2004 [13], la tubería corresponde a un Schedule 80. 3.2.3. Caracterización del material: La composición química determinada en los testigos resultó similar en todas las tuberías estudiadas, la cual se considera típica del acero especificado, API 5L Grado B (Tabla A2 de la especificación API-5L) [14], por presentar contenidos de Carbono, Fosforo y Manganeso menores a 0,28, 0,030 y 1,2 respectivamente. La especificación API 5L indica que la dureza del acero grado B, no debe exceder de 327 HB (35 HRC). Las medidas realizadas corresponden a durezas Brinell de 144 a 185 HB, lo cual se encuentra dentro de esta especificación. 3.2.4. Procesos de instalación: Al evaluar los procesos de reparación e instalación de las líneas sublacustres, se pudo constatar la deficiencia en el control de calidad del revestimiento. 3.2.5. Sistemas de protección catódica (SPC): Los resultados de medición de potenciales en algunas zonas, indica que existe un 75% de inoperatividad de los SPC en el Bloque VII. La inoperatividad encontrada es principalmente debido a los hurtos de cables positivos (asociados 7
a los ánodos de Mezcla de Óxidos Metálicos - MMO o grupo de ánodos de Magnesio – Mg) y falta de respaldo de los SPC con ánodos galvánicos en líneas horizontales y pozos. 3.2.6. Mecanismo de falla y redefinición del árbol de falla para líneas sublacustres: Las fallas analizadas presentan origen externo, con morfología característica de daños por interferencia eléctrica, aunado a la ubicación de las fallas (Figura 51), ya que la ocurrencia de estas fueron en la vecindad de otros pozos, con líneas de flujo protegidas catódicamente por sistemas instalados en estaciones de flujo. Por lo antes planteado se define el árbol de falla para líneas sublacustres, donde se clasifica como Causa Raíz la deficiencia en procesos de diseño, instalación y mantenimiento de los SPC y potenciados con la falta de controles de calidad en gabarras de instalación y reparación.
Fallas en líneas sublacustre de transporte de fluidos
Corrosión interna
Corrosión Microbiológica
Ambiente con tendenc ia a MIC
Bacterias sésiles en 10 4 bacterias/mL
Material fuera de especificación
Problemas de interferencia eléctrica
Daños por corrosión general
Fallas en sistemas de protección
Fallas en sistema de protecc ión catódica
Fallas en sistema de protecc ión catódica
Deficie ncia en proceso de instalación y Mantenimiento
Deficiencia en proceso de instalación y Mantenimiento
Diseño inapropiado
Fallas en el proceso de instalación
Daños en revestimiento durante proceso de transporte e instalación
Falta de controles de calidad en gabarras de reparación e instalación
Figura 91. Árbol de Fallas para Líneas sublacustres
CONCLUSIONES 1. La principal fuente de contaminación del sistema de gas con H 2S, es la producción proveniente de tierra a través de las Estaciones de Flujo 4 y 8. Siendo menos ofensoras las Estaciones de Flujo 5, 6 y 7. 2. Los modos de fallas predominantes del bloque VII, son las fallas en completación de pozos y líneas sublacustres. 3. La causa raíz predominante de las fallas en completación de pozos es la presencia del H2S como agente contaminante del Gas Lift 8
4. Se observó que la selección de materiales no considera la norma NACE MR-175, por el uso de materiales con dureza mayor a 22 HRC en ambiente con contenido de H 2S. 5. Los aceros de alta resistencia P-110 utilizados en las completación de pozos presentan alta susceptibilidad a la fragilización por hidrógeno. 6. La causa raíz de los problemas por corrosión en líneas sumergidas del bloque VII, es la deficiencia en procesos de diseño, instalación y seguimiento de los SPC potenciado por los daños en los sistemas de recubrimiento. 7. Los hurtos de los SPC constituyen una de las principales falla de los mismos en el bloque. 1. 2. 3. 4.
5. 6. 7. 8. 9.
RECOMENDACIONES Inyectar secuestrante de H 2S en la succión de la Planta Compresora, para garantizar la calidad del Gas Lift y así evitar la fragilización por hidrógeno de las sartas de completación de pozos. Evaluar aleaciones para las tuberías de completación de pozos, con menor susceptibilidad a la fragilización por hidrogeno, considerando la relación costoefectividad. Revisar las normas de uso de las llaves, elevadores y mordazas para tuberías de completación de pozos a utilizar en medios con contenidos de H 2S. Estudiar la posibilidad de calcular los campos de esfuerzos a lo largo de la sección transversal del espesor de un tubo expuesto a una corriente gaseosa con H2S, con el objeto de determinar la tasa de fragilización por HIC y estimar la vida residual. Se sugiere el método de cálculo por elementos finitos. Evaluar los diseños de protección catódica, ante la incidencia de fallas por corrientes parásitas, y replantear el uso de nuevas prácticas y tecnologías Restaurar los Sistemas de protección Catódica deficientes/inexistentes en estaciones de flujo, múltiples y plataformas de empalme. Realizar mediciones de potenciales en líneas horizontales desde las estación de flujo y/o múltiples de gas lift hasta los pozos, para evaluar los perfiles de polarización y los posibles puntos de interferencias Programar la instalación de sistemas galvánicos para reforzar el SPC en pozos y horizontales con prioridad de producción. Establecer controles de calidad, para las operaciones de reparación e instalación de tuberías sublacustres, que permitan garantizar la calidad del revestimiento.
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